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Genesis of fault hosted carbonate fracture cements in a naturally high CO2 province, South Viking Graben, UK North SeaLee, David Robert January 2013 (has links)
The Late Jurassic Brae oilfields in the South Viking Graben of the northern North Sea contain naturally high concentrations of carbon dioxide (up to 35 mol %). Fields immediately adjacent to the graben bounding fault display the highest concentrations, with CO2 content decreasing eastward into the basin. It is thought the CO2 was introduced into the region via this fault. This thesis examines the possible source of the high CO2 present in the region, focusing on the graben margin fault as a potential conduit for CO2 flux from depth Investigation of cored sections penetrating the graben bounding fault revealed numerous carbonate cemented fracture arrays. The morphology of the fractures and cements is attributed to hydraulic fracturing induced by episodic release of overpressured fluids up the margin fault from depth. Periods of rapid subsidence omnipresent throughout the tectonic history of the graben are conducive to the generation of overpressure; a feature commonly reported in the region. Samples from the carbonate fracture cements were analysed using a host of techniques, including SEM, EMPA, fluid inclusion, and stable δ13C ‐ δ18O analyses. Using SEM analysis, at least five generations of dolomite cement with concomitant iron sulphide were observed. Cement chemistry and textures indicate precipitation from concentrated CO2–rich fluids. A reported high salinity basinal influx from depth concomitant with proposed CO2 charge into the region ~70 Ma is a probable source for the dissolved solids subsequently precipitated as carbonate in the fracture networks. Fluid inclusion analysis provided sufficient evidence to suggest the influx of hot fluids into the region, presumably sourced from deep in the margin fill. Two distinct δ13C vs. δ18O trends are observed in the isotope data from four wells studied. The trends are interpreted as differential mixing between ascending basinal fluids rich in dissolved inorganic carbon and in situ formation waters dominated by organically derived carbon following the onset of thermal decarboxylation in the Kimmeridge Clay Formation. Dissolution of Zechstein carbonates underlying the region is a credible source for the isotopically heavy CO2 found adjacent to the graben margin (δ13CCO2 = ‐2 to ‐5 ‰) and incorporated into the carbonate cements. Inferred variations in fluid mixing from well to well have implications on the variability of fluid flow along the graben margin with respect to contrasting fault morphologies. A Rayleigh fractionation model accommodating CO2 degassing from a hot ascending isotopically heavy fluid can be invoked to explain the observed carbon‐oxygen isotopic covariations in the fracture cements. Geochemical modelling simulating the ascent of CO2‐rich waters suggests degassing has limited impact on precipitation volumes, with fluid‐rock reactions the most likely driver for extensive carbonate mineralisation observed.
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Réservoirs silicoclastiques très enfouis : caractérisation diagénétique et modélisation appliquées aux champs pétroliers du Viking Graben (Mer du Nord) / Deeply buried siliciclastic reservoirs : diagenetic characterization and modelling of oil fields in the Viking Graben (North sea)Ong, Anthony 06 May 2013 (has links)
Dans les réservoirs silicoclastiques, la perte de porosité avec l'enfouissement est due à la fois à la compaction mécanique lors des 2-3 premiers kilomètres d'enfouissement, à la compaction chimique, et à la précipitation minérale (quartz, argiles, carbonates). Dès lors, la compréhension des processus responsables de l'inhibition de la compaction et/ou de la cimentation représente un triple enjeu: i) contribuer à la connaissance des mécanismes d'interactions eau-hydrocarbures-solides en milieu diagénétique profond; ii) apporter de nouveaux arguments pour reconstituer les chemins de migration des fluides à l'échelle du bassin iii) développer des guides de prospection pour l'industrie pétrolière. Les techniques analytiques telles que la pétrographie quantitative, les inclusions fluides ainsi que les modélisations diagénétiques et de bassin ont été couplées afin de comprendre les processus régissant le contrôle de la qualité du réservoir du Brent (Jurassique Moyen) à travers 8 champs pétroliers (et 11 puits) dans le bloc Q3 (Viking Graben, Northern North Sea). L'étude pétrographique quantitative du réservoir du Tarbert a permis de définir des compositions minéralogiques et des paramètres pétrophysiques (porosité) relativement similaires sur les 183 échantillons étudiés. Une paragenèse diagénétique commune à tous les champs étudiés a été établie, dominée par les ciments de quartz, de deux générations de kaolinite (K1, associée à la déstabilisation des micas et K2, associée à la dissolution des feldspaths potassiques), et de précipitation d'illite. L'approche comparative des ciments d'enfouissement n'a pas permis de rendre compte des larges gammes de porosité et perméabilité mesurées allant de 8 à 27 % et de 0,2 à 5000 mD. Contrairement au modèle diagénétique souvent évoqué, l'inhibition des ciments de quartz ne joue pas un rôle majeur dans la préservation de la porosité des réservoirs du bloc Q3. Les estimations P-V-T-X-t du piégeage des inclusions fluides couplées au modèle de bassin ont permis de reconstituer trois chemins de migration des fluides aqueux et hydrocarbonés associés à la mise en place de surpressions fluides au sein des réservoirs du Tarbert. 1) La partie Nord de la kitchen du Viking Graben alimente les champs de Hild, Jura et Islay en huiles légères très précocement (65-42 Ma) et en gaz à condensat à partir de 35-15 Ma. Ces deux migrations sont associées à une montée en surpression fluide du réservoir de 100 à 200 bar. 2) la partie Est de la kitchen de l'East Shetland alimente les champs d'Alwyn, Dunbar, et Grant en huiles lourdes à légères à partir de 42-35 Ma, associée à une faible surpression fluide (30-40 bar). 3) la partie Sud de la kitchen de l'East Shetland (longue distance de migration) alimente quant à elle les champs de Forvie Central et North très tardivement en gaz à condensat (> 15 Ma). Le timing relatif entre la mise en place de la surpression fluide et l'avancement de la compaction mécanique/chimique s'est révélé être le paramètre de premier ordre régissant la préservation de la porosité des réservoirs observée dans le bloc Q3. La présence d'inclusions hydrocarbonées atypiques HT-BP (haute température-basse pression) datées du Jurassique supérieur dans les champs proches du Viking Graben, pourrait être à l'origine d'une génération d?hydrocarbures très précoce sous un régime de pression hydrostatique. Bien que n'ayant aucun impact sur l'inhibition de la contrainte effective, cette migration fluide pourrait être attribuée aux anomalies thermiques du Nord-Ouest de l'Europe liée à l'ouverture de l'Atlantique Nord. Le couplage des outils de pétrographie quantitative, inclusions fluides et modélisation de bassin a donc permis de soulever l'importance d'intégrer une vision régionale à l'étude ponctuelle de la diagenèse dans le but de comprendre le rôle des migrations fluides sur la préservation de la qualité des réservoirs silicoclastiques / In siliciclastic reservoirs, porosity loss is mainly due to the mechanical compaction in the first 2-3 km of burial, the chemical compaction and mineral precipitation (quartz, clays, carbonates). Therefore, understanding the processes responsible of the inhibition of compaction and/or cementation permits to: i) contribute to the knowledge of the water-hydrocarbon-solid interaction mechanisms in deep diagenetic environment, ii) give new arguments for the reconstruction of fluid pathways at the basin scale iii) assist the oil industry for the intensive exploration. Analytical techniques such as quantitative petrography, fluid inclusion and basin/diagenesis modelling were coupled across 8 oil fields (and 11 wells) located in the Q3 block (Viking Graben, Northern North Sea) in order to understand the processes driving the variation of the Brent reservoir quality (Middle Jurassic). Quantitative petrographic study of Tarbert reservoir allowed to define similar depositional settings (mineralogy, porosity) among the 183 studied samples. The common diagenetic paragenesis is dominated by quartz cement, two generations of kaolinite (K1, associated with the destabilization of micas and K2, associated with the dissolution of feldspars), and precipitation of illite. The petrographic data do not explain the wide range of measured porosity and permeability on plugs from 8 to 27% and from 0.2 to 5000 mD respectively. In contrast with the conventional diagenetic model, the present study shows that inhibition of quartz cements did not play a major role in the preservation of porosity in the Q3 block. P-V-T-X-t estimates of fluid inclusion trapping coupled with basin modelling allowed reconstruction of three fluid migration pathways, associated with fluid overpressures in the Tarbert reservoir. 1) The northern part of the Viking Graben kitchen supplies Hild, Jura and Islay fields with an early migration of light oils (65-42 m.y.) and condensate from 35-15 m.y. Both migrations are associated with a great fluid overpressure from 100 to 200 bar. 2) The eastern part of the East Shetland kitchen supplies Alwyn, Dunbar, Grant fields, with heavy to light oils from 42-35 m.y., associated with a low fluid overpressure (30-40 bar). 3) The southern part of the East Shetland kitchen (long distance migration) supplies Forvie North and Central fields with a very late gas condensate migration (> 15 Ma). The relative timing of the fluid overpressure build-up with the degree of mechanical and chemical compaction appears to be the first order parameter governing the preservation of reservoir porosity across the Q3 block. The presence of unusual HT-LP (high temperature-low pressure) hydrocarbon inclusions in the fields near the graben could indicate an early heavy oil generation under hydrostatic pressure conditions. Although having no impact on the inhibition of effective stress, this high-temperature fluid migration could be attributed to thermal anomalies in the Northwest of Europe related to the North Atlantic opening. The combination of quantitative petrography, fluid inclusion and basin modelling allowed to point out the impact of regional fluid migrations on the well scale diagenesis and on the siliciclastic reservoir quality preservation
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